一、核心观点
我们认为市场主要疑虑不在量而在利，国内大储2023年5月新增招标3.31GWh、新增中标7.17GWh，招标量环比下滑因630节点临近重点保交付所致，需求无虞。但国内大储板块表现一般，主要是供给丰富，行业价格战趋势明确。海外户储经销商去库存进行时，预计Q2末已降至较低水平；海外大储新签订单旺盛。看好，量增利稳的储能电池环节，以及具备海外项目渠道和规模优势的海外集成环节等。
二、产业链观点
电池（大储）：本月储能电池（大储、户储）公开报价降至0.66元/Wh左右，锂价回升至30万元/t，电池企业普遍采用背靠背方式联动锂价和电池售价，Q1电池企业环比出货持平体现需求旺盛，预计Q2随大储放量，量增利稳。
电池系统（户储）：受此前经销商库存较高影响，Q2户储系统出货环比有所下滑，订单已锁定价格，预计Q2价格、毛利均可维持。Q3随着库存下降预计需求启动，但执行新订单预计单价、单位毛利均将下降，对今年出货总体仍保持乐观。
逆变器（户储）：根据各公司年报、季报，2022年德业、锦浪、固德威、阳光企业储能逆变器出货同比增长均超95%，多则5倍以上，储能营收占比逐年提高。
目前各公司Q2并未降价，且无降价计划，预计户储逆变器今年仍有一倍左右的增幅，盈利能力保持稳定。
PCS（大储）：典型公司等23Q1储能PCS收入同比增长300%以上。目前产业链反馈Q2 PCS出货环比明显提升，且价格、盈利能力保持稳定。但随着其他玩家进入，Q3 PCS环节单价有下降可能，毛利则视价格与降本进度孰快存在变数。
集成：电芯厂家介入集成环节，竞争日益激烈，储能系统中标均价近期平均每月降价0.1元/Wh左右，集成商毛利受到一定压缩，测算国内集成商单位毛利已下降至0.17元/Wh左右，国内集成商盈利能力维持低位，但具备海外项目资源与规模优势的集成商仍能获得业绩。
三、投资建议：
1）推荐Q2量增利稳环节：如大储电池（宁德时代等）、海外集成（阳光电源等）。
2）关注工商业储能等新方向 ：①制造端：盛弘股份、科士达、祥鑫科技等；②建设、投资端：苏文电能、南网能源等。
国内大储
量：2023年5月新增招标容量3.31GWh， 新增中标总量7.17GWh，同比增长数倍，环比下降系业主集中精力保630交付，需求旺盛项目储备充足。
价：1）EPC：5月录得15个EPC中标项目，总容量2.02GWh，均价为1.665元/Wh，环比4月有所回升，我们判断系正常价格波动；其中*储能项目容量占比达93.3%，均价为1.693元/Wh，高于全体EPC均价。2）储能系统：5月录得14个储能系统中标新项目，总容量5.09GWh，均价进一步降至1.142元/Wh。
美国大储：
2022年储能装机4.8GW/12.2GWh，功率同比+34%，容量同比+12%，增速放缓。2022Q4储能装机量1.07GW/2.51GWh，同比-36.9%。
欧洲户储：
德国：2023年5月德国安装容量286MWh，同比+82%，环比-0.7%，1-5月安装容量1519MWh，同比+126%，安装户储系统17万个，同比+122% 。
意大利：2022年意大利户储新增容量2GWh，同比+385%，22年Q4新增容量862MWh，同比+341%，保持同比高增态势。
电芯价格：目前本周储能磷酸铁锂电芯均价0.660元/Wh，户用和便携式储能电芯均价为0.665元/Wh。相比4月再次下降0.1元/Wh。
核心因素变化：
海外电价：欧洲现货电价今年以来稳中有降，目前欧洲主要国家已降至100欧元/MWh左右。德国居民用电成本约40欧分/kWh，仍高于2021年水平。
国内峰谷价差：夏季到来尖峰电价机制启动，6月份广东省（珠三角五市）最大峰谷价差高达1.347元/kWh。约有14个省（区）的峰谷电价差高于0.7元/kWh。
国内大储迎来交付高峰：据CNESA报道，Q1国内并网容量2.9GW/6.0GWh，预计Q2随着630节点到来将进一步迎来交付高峰。
海外户储库存消化需求有望启动：预计户储产业链降价给海外经销商带来一定清库难度，随着锂价下降产品价格稳定，加之夏季为交付旺季，预计需求即将启动。
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